· 本周重点事件回顾与分析
(一)煤企五年减2802家 12省今年拟关退煤矿1000处
近年来,随着煤炭行业去产能供给侧改革不断深入,《煤炭工业发展“十三五”规划》要求,在“十三五”期间将化解淘汰过剩落后产能8亿吨/年左右。
国务院《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》又要求,从2016年开始,用3年至5年的时间,退出煤炭产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。
根据中国煤炭协会的统计,全国规模以上煤炭企业在2012年有7869家,到2016年底减少到5067家,五年减少了2802家。
而2017年截至目前,山西、甘肃、内蒙古、河南等12省公布了《2017年度拟关闭退出煤矿名单》,总涉及煤矿近1000处,这么多煤矿关闭后,人员得到了安置,而2802家煤炭企业和1000处煤矿的闲置设备是如何处理的呢?
全国各地2802家煤炭企业和1000处矿的关停和退出,光闲置的设备占用企业的资金在1000亿元-4000亿元之间,同时带来一系列的问题,比如场地的占用、设备维护费用的增加和人员成本的增加,形成不良资产、增加企业负担、制约企业发展,是资源的严重浪费,是国有资产的严重闲置浪费。
为了响应国家号召,贯彻落实党中央、国务院关于煤炭行业化解过剩产能的要求和推进煤机行业设备的流通,速达股份在郑煤机集团的整体部署下,搭建了易装备二手设备调配平台。经过一年多的筹备和试运行,于2017年10月24日在北京举行以“共享煤机——易装备”为主题的易装备上线仪式暨发布会。
据了解,易装备是速达股份专门打造的二手设备调配平台,以“搭建专业共享平台、高效盘活闲置资产”为口号,以“盘活闲置资产”为核心,目的是“打造中国最大的煤机共享平台”。易装备是二手设备调配运用“互联网+”的重要工具,是共享煤机的开始,是煤机设备的“淘宝”。
易装备汇集了评估机构、金融租赁机构、煤机生产厂家、配件供应厂商和产权交易中心,是专业的二手设备调剂、协同共享服务平台。
中国煤炭工业协会姜智敏副会长在会上表示,随着煤炭行业去产能供给侧改革不断深入,化解淘汰过剩落后产能不断加大,到目前为止已有2802家煤炭企业和1000处煤矿去产能关闭,这些设备在现在处于闲置状态。去产能是个系统工程,不仅涉及职工安置和资产债务处置问题,也涉及大量闲置设备、物资的再利用问题。在党和政府的关心支持下,去产能煤矿职工安置工作做到了平衡有序,在产债务处置具体操作办法也正在积极研究制定中,虽然一些企业和机构也在积极探索退出煤矿闲置设备、材料的处置与再利用问题,有的已取得了一些成效,但受煤矿设备专用性和市场信息不对称的制约,数量巨大的闲置设备还没得到有效处置,不仅增加了企业负担,处置不当也将造成社会资源的很大浪费。
他还指出,易装备是专业的二手设备调配平台,能把闲置的设备周转起来,提高资产利用效率。党的十九大报告指出“坚持节约资源和保护环境的基本国策”,易装备还将线下为4s店和维修再制造联系起来,发展循环经济和绿色再制造。同时对国有企业煤矿设备的国有资产流通提出担忧,要求易装备找出好办法,促进闲置国有资产的流通。
郑煤机集团董事长表示,郑煤机也在转型,在未来2年将是汽车零部件和煤炭双主业共同发展。速达股份易装备这个共享平台是共享煤机,“互联网+”的重要工具,也是郑煤机煤机后市场的核心竞争力,易装备市场容量很大,相信易装备会发展成煤机里的“淘宝”。
速达股份董事长李锡元对与会嘉宾详细介绍了易装备的相关情况。以数据充分说明了易装备出现的必然性,用成功案例证明了易装备的可行性。
他指出,2016年,伊泰集团143架ZY6800/16/32报废支架(单架重19吨),以30630元/架(合1612元/吨)经公司采购后维修再制造,以49400元/架(合2600元/吨)销售给北京考佩特,实现闲置(报废)设备维修再制造、再利用。
(二)动力电池格局初定三年内将淘汰90%企业
2017年被不少动力电池业内人士视作产业洗牌的一年。
在政府补贴下,国内的新能源汽车产业在最近几年迎来了爆发式增长,已经成为全球最大的新能源汽车市场。新能源汽车的核心零部件——电池产业也迎来了快速增长。中国汽车研究中心发布的《中国新能源汽车产业发展报告》数据显示,2016年,中国新能源汽车配套动力电池总量达到281.4亿WH(瓦时),产业规模处于绝对领先,全球动力电池出货量前十的企业中,有七家是中国企业。
在中国,新能源汽车产业依然是一个受政策影响明显的产业,电池产业格局也随之受影响。从2014年开始提速,到2015年爆发,再到2016年受骗补核查影响的摇摆,业界等待了将近一年的新的补贴政策最终在2016年底出炉,补贴退坡趋势明显。而电池产业随之经历了2015年产能不足,2016年大幅扩张产能,再到2017年出现结构性过剩的竞争格局。
今年一季度,受补贴政策变化影响,新能源汽车产销出现了罕见的下滑趋势,不过大势未变,从二季度已经开始逐步回温。工信部官员关于正在研究燃油车退出市场时间表的最新表态,让市场对未来前景充满乐观。
补贴政策的调整,正在对全产业链带来影响。价格竞争日趋激烈,补贴提出的技术指标,对能量密度、电池成本都提出了硬性指标,多重因素下,龙头电池企业的竞争优势将更加明显,行业将从分散向集中靠拢,并且电池与车企的联系也更加紧密。
产业向龙头聚集
在新能源汽车产业飞速发展的带动下,国内动力电池产业已经形成了以宁德时代、比亚迪(002594.SZ/01211.HK)为代表的第一梯队,和以国轩高科、深圳比克、天津力神、万向A123等企业为代表的第二梯队,市场正在迅速向龙头聚集。2016年,前两大巨头市场占比接近50%,前十的企业占据了接近80%的市场。
更严酷的竞争态势下,对企业的技术能力、制造水平、资金储备都提出了更高要求,市场向龙头聚集的趋势将继续下去,二三线企业将越来越难以生存。
方建华对《财经》记者预计,到2020年,目前存在的约200家动力电池企业只会剩下10家到20家。
其发展趋势将不会是以兼并重组来完成。王勇对《财经》记者分析,二三线企业的技术水平与一线企业存在差异,并不是优质资产,因此即便是此前缺货时期,也不会寻求收购来快速扩张产能。越往后,落后的产能将会被市场淘汰,龙头企业会占据更多份额。
今年一季度,宁德时代已经反超比亚迪成为国内第一大动力电池厂商,其市场占有率达到25.79%,超过比亚迪的17.65%。今年3月,鸿海集团子公司富泰华工业以10亿元获得宁德时代1.19%的股权,据此推算,其估值已经超过840亿元人民币,跨入“独角兽”行列。6月,宁德时代发布上市辅导公告,迈入上市进程。
比亚迪电池被反超的原因之一是其电池长期只供应给比亚迪自己生产的新能源汽车,并不外供,比亚迪副总经理李云飞对《财经》记者表示,过去几年比亚迪电池一直供不应求。
不过目前其电池产能增长速度超过了自身新能源汽车的增长,因此,比亚迪正在考虑将电池开放给市场。比亚迪董事长王传福曾在今年股东大会上首度承认,电池外销方面,已经在和几个乘用车大品牌在谈,有些已经进入实质性阶段。
一位行业分析师对《财经》记者表示,比亚迪的电池如果面向市场,将对中小企业造成毁灭性打击。
影响电池成本的主要因素包括四大原材料(正极、负极、电解液、隔膜)和制造成本。为提高竞争优势,行业龙头都开始将触角伸向上下游产业链,之间的合作案例正在逐步增多。
比亚迪自身的业务便是一体化路线,包含了上游矿石、电池原料、PACK、电芯直到下游整车的全部产业链环节。
国轩高科目前已经实现了上游磷酸铁锂正极材料全部自供,并投资了三元正极材料,未来也将全部自供。此外,与星源材质合资的隔膜工厂也已于今年7月投产。
在下游,车企与电池龙头企业的紧密绑定也是行业趋势。比亚迪自身既生产新能源汽车,也生产电池;国轩高科是北汽新能源的股东方之一;今年5月,上汽宣布与宁德时代合资建立两家公司,分别进行锂离子电池开发和动力电池模块、系统的开发,前者由宁德时代控股,后者由上汽控股。而特斯拉也与松下在2014年合资开工建设电池工厂Gigafactory,并在今年开始量产。
对车企而言,主机厂研发车型配套需要两年以上的验证周期,与电池龙头合作有助于保证优质电池产品的供应稳定性。对于电池企业而言,通过与车企合作,弥补汽车设计方面的知识,也有助于提高整体系统的性能和能量密度。
国家科技成果转化基金新能源汽车创业投资子基金合伙人兼总裁方建华对《财经》记者总结,行业洗牌期将考验企业的市场反应能力、产品品质能力、资金实力、技术研发能力和供应链配套能力。具备这五方面能力的企业,将在洗牌中占到优势。
补贴政策变动重塑行业格局
国内新能源产业的发展,一直与补贴政策的变动密不可分。
国内新能源汽车产业的发端,始于2009年开始的“十城千辆”工程。该工程由财政部、科技部、发改委、工信部共同启动,计划从2009年开始,每年发展10个城市,每个城市推广1000辆新能源汽车进行示范运行,由财政进行补贴。最终有三批共25个城市纳入了这一工程,该补贴到2012年底停止,实现销量约2.7万辆。
2013年,新能源汽车补贴一度陷入空档期,直到2013年9月,新的补贴政策出台,其补贴标准是以车辆长度区分。以长度超过10米的纯电动客车为例,可获得每辆50万元的中央补贴,并且地方政府还会有配套补贴政策。
2015年4月,工信部等四部委发布了2016年-2020年补贴标准,改变为综合考虑续航里程及单位载质量能量消耗来补贴。其中,车长为10米到12米的标准车,若满足续航里程超过250公里,单位载质量能耗小于0.25Wh/km·kg的条件,每辆车能获得50万元补贴。
针对客车高额的补贴让新能源客车在2015年迎来爆发式增长,2015年,新能源客车产量达到12.5万辆,是前一年的三倍。对不少电池企业,当年都面临产能不足的问题。方建华对《财经》记者回忆称,2015年是疯狂的一年。
新能源客车的超常规增长,以及逐渐见诸媒体报道的新能源汽车骗补报道,最终让有关部门在2016年开启了骗补核查,同时,新能源补贴标准将进一步调整的预期笼罩了全年。方建华表示,当时存在中央补贴加上地方补贴的过度补贴问题和监管不到位的问题,带来了个别企业的骗补,部分企业的投机和大部分企业的不规范行为,“2016年是纠结的一年。”
最终,业界等待了将近一年的调整在2016年底落定。2016年12月30日,新的补贴标准出台。在提高了此前对续航里程、单位载质量能耗的硬性指标基础上,新的补贴系数纳入了对系统能量密度的要求,客车系统能量密度不得低于85Wh/kg,乘用车不低于90Wh/kg。并且补贴额度进一步退坡。补贴金额与电池容量挂钩,车厂超过10米的纯电动客车最高可获得每辆30万元的补贴,地方政府配套补贴不得超过中央补贴的50%。
随着规模扩大、技术进步,电池成本逐步降低,补贴退坡并不出乎意料。但是考核标准的变化,尤其是纳入系统能量密度的考核,还是对产业带来了直接影响。整个一季度,新能源汽车产销分别罕见地同比下降7.7%和4.7%,尤其是1月销量仅为5682辆,是2016年1月的约四分之一,十分惨淡。
国轩高科(002074.SZ)常务副总裁王勇对《财经》记者分析,今年上半年,整车厂与电池企业都在围绕能量密度的问题重新上整车目录,因此上半年电动客车没有太大的出货量,但为未来的发展奠定了很好的基础。
补贴标准的变化还将带来更深远的影响。
王勇对《财经》记者分析,过往补贴标准主要是看续航里程,对能量密度没有要求,技术水平不高的企业可以通过装更多电池来满足续航标准,电池优质企业并没有得到区分。现在的补贴标准更科学,政策的调整对大企业是利好。
新的标准更强调系统能量密度,方建华认为,这会变相鼓励企业选用大电池、软包技术,对企业技术路线造成影响。
为了满足系统能量密度的要求,除提高电芯的能量密度之外,其他能带来系统能量密度提升的因素也将更加受到重视。
其一是电池PACK(封装)技术,以往仅仅考虑续航里程的标准中,PACK并不需要太过精细的设计就能满足要求,而如今考核系统能量密度之后,对于PACK技术、产品设计都带来了新的要求,王勇表示,这方面还有很大的上升空间。
其二是轻量化,这既包括整车技术的轻量化,也包括电池技术的轻量化。譬如电池箱的材料,就会优先选用更轻的合金材料,来提高系统密度。
方建华认为,由考核能量密度带来的这些变化,将要求企业对电芯规格进行调整,进而调整产线、PACK工艺。有的企业将采取减重措施,减少一些系统,或者选择其他化学体系、配方,这都将给企业带来很大压力。
王勇表示,短期内电池企业应对主要是在PACK工艺方面做一些文章,但是新的产线设计的时候,比如考虑商用车的布局就会选用大型电芯。
价格博弈加剧
方建华将2017年视作动力电池产业政策消化期、价格博弈期和行业洗牌期三期叠加的一年。
新的补贴政策下,乘用车、专用车补贴退坡约20%,客车退坡30%-50%,地方配套补贴比例由1∶1下降至1∶0.5,幅度巨大。
产业链政策环境的变化,从末端传导到前端,主机厂承压,汽车降价,产业链每个环节平摊成本。但原材料价格依然坚挺,导致今年中间环节利润稀薄。而电池这类核心零部件供应商直接受到影响。
2015年电池产能不足而扩大的产能,在政策变动之后,电池产业反而呈现出了结构性过剩的局面,进一步加剧了竞争态势。
降价是必然结果,不同电池的降价幅度又有所不同。
国内的动力电池以磷酸铁锂电池和三元电池为主,其中磷酸铁锂主要供应客车,三元电池主要供应中高端乘用车。新能源客车此前引领了国内新能源汽车的发展,因此,铁锂电池是当前国内电池产能的主力。中国汽车技术研究中心的数据显示,2016年中国生产的新能源汽车中,磷酸铁锂电池总配套量为203.32亿Wh,占比72.26%,其中的72%供应给纯电动客车;三元电池总配套量为64.47亿Wh,占比22.91%,其中的73%供应给纯电动乘用车。
中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙告诉《财经》记者,今年上半年由于客车补贴下降幅度太大,企业要消化成本下降,所以客车销售很少。以上半年总量来看,三元电池占比已经超过了磷酸铁锂电池,预计全年二者占比将相当。
补贴退坡背景下,王勇曾在年初对《财经》记者预计,今年磷酸铁锂电池价格会下降约20%-30%。兴业证券的调研数据也显示,2017年铁锂电池价格较去年底降幅在20%左右,三元电池预计降价10%-15%。
王勇分析,技术进步和规模化优势会促使成本下降,但碳酸锂、铜箔、锂盐等原材料价格上升,以及电池企业为了达到更高补贴系数对PACK工艺采用更多新型材料来降低电池箱重量,多重因素下,2017年电池成本预计与2016年持平,而此前每年都能保持10%-15%的下降空间。
综合上下游影响,王勇预计今年磷酸铁锂动力电池毛利率会下降约10%。而过去几年,国轩高科产能以磷酸铁锂为主,其毛利率长期稳定在40%以上。
三元电池的成本压力则更大。一位电池行业资深分析员告诉《财经》记者,近年来,其上游锂、钴价格翻了两三倍,挖矿需要时间,上游供给端没开放,电池行业还是资源型的。
一辆乘用车的电池使用量仅为一辆客车的十分之一左右,对电池企业而言在成本上磷酸铁锂单位瓦时要更低。此外,2017年将是三元电池在乘用车大量应用的元年,刚刚开始大规模应用,其规模优势还未得到体现。王勇认为,综合考虑下来,其毛利率预计在20%-30%之间,显著低于磷酸铁锂水平。
兴业证券的一份动力电池报告预计,磷酸铁锂动力电池毛利率受影响幅度在7%-10%之间,三元动力电池受影响幅度在4%-7%。
一位资深业内人士对《财经》记者分析,电池企业今年业绩将面临市场和成本的双重压力,从投资角度,并非产业链投资首选。相比而言,碳酸锂材料、高端三元正极材料、高端电解液、电池设备等领域是更好的投资选择。
· 本周重点政策跟踪分析
(一)国家发改委:促转型 建机制降成本 电价改革助力供给侧结构性改革
近日国家发改委发布了《促转型建机制 降成本 电价改革助力供给侧结构性改革——党的十八大以来电价改革助力供给侧结构性改革纪实》。报告指出,近年来,国家发展改革委通过建立健全清洁能源发电价格机制、完善煤电价格联动机制、推动竞争性环节价格市场化改革、多措并举着力降低实体经济成本,在供给侧结构性改革方面作出重要贡献。详细情况如下:
电力是国民经济的基础行业,电力价格对行业发展具有重要的导向作用,是市场调节和资源配置的有效手段。通过电力价格政策引导,有利于优化电力能源资源配置,有利于营造公平公正公开的市场竞争环境,有利于降低实体经济成本,是推动供给侧结构性改革的重要内容。近年来,国家发展改革委通过建立健全清洁能源发电价格机制、完善煤电价格联动机制、推动竞争性环节价格市场化改革、多措并举着力降低实体经济成本,在供给侧结构性改革方面作出重要贡献。
1.9分钱支撑起全球最大的风电、太阳能发电装机
为推动能源生产方式革命,实现能源转型,世界主要国家均采取了积极的支持政策,减少化石能源生产,发展风电、太阳能等清洁、可再生能源。党的十八大以来,国家发展改革委不断完善价格支持政策,用较小的代价,促进了风电、太阳能全产业链迅猛发展,成为全球领先。
各国可再生能源附加征收标准普遍高于我国。德国在销售电价中收取的可再生能源附加为7.68欧分,合人民币0.6元。英国在2017年之前也采取征收可再生能源附加的办法,今后将转向强制配额制度,折合每度电的标准约1便士,合人民币0.1元。美国主要采取税收减免和可再生能源强制配额的办法促进新能源发展,两者合计折合每度电约1美分,合人民币6分多。目前,我国的可再生能源附加征收标准为每度1.9分,以较低的成本撬动了新能源全产业链的快速发展。风电、光伏发电装机规模已多年领跑全球,设备制造、原材料生产也居世界领先地位。那么,电力用户每度电多支付的1.9分,是怎么花的呢?
——风电、光伏发电标杆价格政策助力风电、光伏大发展。长期以来,我国上网侧电力以燃煤发电为主。燃煤发电成本低,发电稳定,可以参与调峰、调频,满足电力系统对安全稳定运行的需求。但未经环保改造的燃煤发电污染重、排放高。风能、太阳能源于自然、清洁环保,取之不竭、用之不尽。为鼓励新能源行业发展,根据资源、建设成本等综合条件,结合技术发展水平,国家发展改革委分别于2009年、2013年出台风电、光伏发电分资源区标杆价格政策,标杆电价高出燃煤发电标杆上网电价的部分,通过向用户收取每度电1.9分的可再生能源电价附加予以补偿。分资源区的标杆电价,保障了风电、光伏企业的合理收益,调动了风电、光伏产业发展积极性,同时带动全产业链发展。2013年至今,风电装机由7716万千瓦增长到1.55亿千瓦,翻了一番;光伏发电装机由1943万千瓦增长到1.02亿千瓦,约增长4.3倍。同时,价格引导带动新能源全产业高速发展,国内风电企业新增装机占全球产量的40%以上,光伏组件产量在全球总产量中占比约70%。此外,仅风电、光伏两个产业就提供就业岗位达146万。
——根据技术进步,建立新能源电价退坡机制。在价格政策支持下,新能源产业驶入快车道,全产业链技术水平不断提升。为营造健康有序发展的价格环境,根据新能源技术进步和工程造价降低情况,国家发展改革委研究建立新能源电价退坡机制。2016年底,实行光伏发电、陆上风电标杆上网电价退坡机制,较大幅度降低2017年新投产光伏电站标杆电价,适当降低2018年新投产陆上风电标杆电价。机制的建立,一方面促进发电项目合理布局,抑制投资冲动;另一方面激励新能源企业提高技术水平,不断降低生产成本,提升竞争力。自2009年以来,风电、光伏产业技术水平显著提升,工程造价明显下降,风电工程单位造价从2009年以前的每千瓦超过1万元下降到目前的7500元左右,光伏发电工程单位造价从2013年以前的每千瓦超过1万元下降到目前的6500元左右。
——维持分布式光伏发电补贴标准不降低。电力不能存储,任何时刻,发电量需与用电量相匹配。因此,电源规划、电网规划需要统筹协调,有序发展。为鼓励分布式发展,提高电能消纳比例,国家发展改革委在2013年的光伏价格政策文件中明确,分布式光伏发电实行按照电量补贴的政策,电价补贴标准为每千瓦时0.42元,同时免收分布式光伏发电系统备用费、政府性基金附加。在2016年实施退坡机制时,没有下调分布式发电项目的度电补贴标准,促进了分布式光伏的快速发展。2017年上半年,新建分布式光伏发电能力711万千瓦,较去年同期增长2.9倍。
——支持探索新能源行业新兴技术发展。风能、太阳能利用形式多样,除了传统的陆上风电、光伏发电外,海上风电、光热发电也正处于规模化探索阶段。为鼓励新型技术发展,2014年,国家发展改革委出台海上风电上网电价政策,明确2017年前投运的近海风电和潮间带风电项目上网电价分别为每千瓦时0.85元和0.75元,同时鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价,以发现价格和促进技术进步。政策出台后,市场反响积极,普遍认为价格水平适中,有利于吸引社会投资,助力启动我国海上风电市场,进一步优化能源结构。2016年,出台太阳能热发电标杆上网电价政策,对列入国家能源局第一批示范项目的太阳能热发电,实行每千瓦时1.15元的标杆上网电价。制定全国统一的太阳能热发电标杆上网电价政策,对一定装机规模进行价格支持,引导企业比选采用先进技术、开发优质光热资源,既有利于对光热发电产业适当规模发展的经济性进行探索和试验,支持友好型可再生能源健康发展;也有利于防止相关产业依赖高额补贴盲目扩张,尽可能降低全社会用电成本,提高电价附加资金补贴效率。
此外,积极支持沿海地区核电建设。沿海地区负荷集中、电力需求高,缺乏发展风电、光伏等清洁能源的条件,但部分地区具备发展核电的条件。2014年,国家发展改革委印发完善核电上网电价形成机制的政策,实现全国统一标杆电价,每千瓦时0.43元;同时规定在核电标杆电价低于所在地燃煤机组标杆上网电价的地区,对承担核电技术引进、设备国产化任务的首台或首批核电示范机组,其上网电价可在0.43元基础上适当提高,鼓励清洁能源技术创新。
一公开 四明确煤电联动价格机制更加公开透明可预期
我国发电机组中约70%为燃煤机组,发电成本中燃料成本占70%左右,煤价变化对电价影响较大。为理顺煤电价格关系,促进煤炭与电力行业全面、协调、可持续发展,2004年,国家发展改革委改革了过去“一机一价”的定价办法,实行了分省燃煤发电标杆电价政策,并建立了煤电价格联动机制,以半年为周期,当周期内平均煤价变化幅度超过5%时,相应调整电价。同时,为减缓煤炭价格上涨对推高用电成本的影响,规定由发电企业内部消化30%的煤价上涨因素。
煤电价格联动机制的建立,为缓解煤电价格矛盾、实现向竞价上网平稳过渡等方面发挥了积极作用。同时,在机制运行过程中,也面临一些迫切需要解决的问题。一方面,煤电两大行业相互影响,经常出现“顶牛”,难以实现协调发展;另一方面,煤电联动机制的具体公式、基准、参数、周期没有向社会公开,不利于相关市场主体建立合理的价格调整预期。为公开透明实施煤电价格联动,促进煤电行业协调发展,2015年底,国家发展改革委发文进一步完善煤电价格联动机制,按照“一个公开、四个明确、设立基准、区间联动”要求,明确对煤电价格实行区间联动机制。
一个公开:向社会公开发布电煤价格。中国电煤价格指数以各省监测的发电企业电煤到厂价为主,并吸收环渤海动力煤价格指数等影响力较大的市场监测数据形成,由国家发展改革委价格监测中心、秦皇岛煤炭交易市场等机构按月公布。
四个明确:明确电价调整的依据是中国电煤价格指数;明确电煤价格变动后,燃煤发电标杆电价变动幅度的计算公式;明确以一个年度为周期;明确电价调整时间为每年1月1日。计算公式和主要参数,均向社会公开。
设立基准:明确2014年平均电煤价格为基准煤价,原则上以与2014年电煤价格对应的上网电价为基准电价。今后,每次实施煤电价格联动,电煤价格和上网电价分别与基准煤价、基准电价相比较计算。
区间联动:为促进煤电双方协调发展,规定了联动机制的启动点、熔断点制度。当电煤价格波动幅度低于启动点或超过熔断点,不联动;波动幅度在启动点和熔断点之间时,实施累退联动,即煤炭价格波动幅度越大,联动的比例系数越小。
煤电价格联动机制的公开透明实施,有利于合理引导社会预期,促进煤电市场稳定。专家认为,完善的煤电价格联动机制,是推进电价市场化改革的重要一步,政府可以将完善煤电联动机制作为电价改革的核心和抓手。煤电价格联动机制的公开透明实施,有利于政府以更加市场化的方式管理电价、有利于消费者支持电价改革、有利于电力行业混合所有制改革。
简政放权 积极推进竞争性环节电价市场化改革
国家发展改革委积极落实党的十八届三中全会关于将政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益服务和网络型自然垄断环节的决定精神,深入推进简政放权,放开电力行业竞争性环节价格,充分发挥市场决定价格的作用。
实现跨省跨区电能交易价格市场化。为促进跨省跨区电力交易,打破省间壁垒,在更大范围内优化资源配置,国家发展改革委根据党中央国务院关于深入推进电力体制改革的精神,率先实现了跨省跨区电能交易价格的市场化。2014年,印发《关于完善水电上网电价形成机制的通知》,明确跨省跨区域的水电交易价格由供需双方协商确定。即送、受电双方按照平等互利原则,参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定落地电价,扣减输电价格后为外送电量的上网电价。同时,以本省省级电网企业平均购电价格为基础,建立省内水电标杆电价制度和动态调整机制,鼓励通过竞争方式确定水电价格,逐步统一流域梯级水电上网电价。2015年4月,印发《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制的通知》,明确跨省跨区送电由送受电双方按照“风险共担、利益共享”原则平等协商或通过市场化交易方式确定送受电量和价格,并建立价格调整机制。鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省送电项目业主和电价,鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制,并通过长期合同予以明确。
向家坝送上海、溪洛渡送浙江、锦屏官地送江苏等大水电外送工程均建立了市场化的价格机制,在送受电双方的协商下,明确了价格机制和调整规则,较好地促进了清洁能源跨省跨区消纳。此后,云南、贵州送广东、广西的西电东送价格机制也进行了相应的调整。目前,浙江、上海、广东外来清洁水电均达三分之一以上,为促进电力跨省跨区交易发挥了积极支持作用。
大力推动省内电力直接交易。过去,我国实现电网企业统一收购电力、统一销售电力的模式。为推动电力直接交易,在输配电价改革前,国家发展改革委大力推进了“大用户直购电”,即鼓励“买电”“卖电”双方直接见面,按照自愿参与、自主协商的原则,确定交易电量、价格。在中发[2015]年9号文件决定开展输配电价改革前,2013年到2015年公布了11个省份的直接交易输配电价,在深圳、蒙西电网开展了输配电价改革的破冰,为推动电力直接交易发挥了不可替代的作用。2015年,伴随着输配电价改革的深入推进,电力市场化交易不断扩大。2016年由市场形成电价的比重达22.25%,比上年提高12.4个百分点。2017年上半年国网、南网、蒙西网经营区内电力市场化交易规模达约5000亿千瓦时,占电网企业销售电量的22%,同比增长50%。
综合施策 2015年来累计降低全社会用电成本2500亿元
2015年以来,国家发展改革委通过出台一系列改革举措,每年减少企业电费支出约2500亿元,在推动供给侧结构性改革、降低实体经济成本方面取得良好效果。
——实施煤电价格联动机制。根据煤价变化情况,2015年4月、2016年1月两次下调燃煤机组上网电价,相应下调工商业销售电价和一般工商业销售电价1.8分和3分,共减少企业年用电支出835亿元左右。
——推进输配电价改革。核定32个省级电网输配电价,核减电网企业准许收入480亿元,全部用于降低工商企业电费支出,平均降幅约1分。
——完善基本电价执行方式。放宽用电企业申请调整计费方式、减容、暂停的政策条件,每年降低全国约60万户大工业企业电费约150亿元。
——合理调整电价结构。取消向用户征收的城市公用事业附加,减轻工商企业用电支出350亿元,全国工商业电价平均下降1.09分。取消电气化铁路还贷电价,等额降低铁路货物运价,降低实体经济成本60亿元。取消在电价中征收的工业企业结构调整专项资金,将重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金的征收标准分别降低25%,缓解因煤炭价格上涨过快导致的发电企业经营困难550亿元。在降低用电成本的同时,使电价结构进一步合理化,销售电价中包含的基金和附加平均征收标准从5.4分下降到3.05分,占销售电价的比例从8.18%下降到4.66%。
——推进电力市场化交易,2016年电力市场交易电量8000亿千瓦时,平均降幅6.4分,每年减轻企业用电支出约500亿元。2017年交易规模预计同比增长50%,平均降价约5分,新增降价金额200亿元。
(二)国家发改委:十三五新增川滇水电送电能力超3300万千瓦
为有效解决西南地区弃水问题,实现水电资源的充分利用和优化配置,国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进西南地区水电消纳的通知》(以下简称《通知》)。
《通知》要求,四川省、云南省政府有关部门要结合电力供需形势,优化两省电力“十三五”发展目标,科学安排在建项目开发时序,保持水电、风电、太阳能等合理发展规模,力争“十三五”后期不再新增弃水问题。
据上述《通知》,要加快规划内的水电送出通道建设。研究健全长江流域水库群电力调度沟通协调机制。国家电网公司、南方电网公司要尽快建成“十三五”规划的滇西北至广东±800千伏直流输电工程,开工四川水电外送江西特高压直流输电工程、乌东德电站送电广东广西输电工程,结合在建梯级建设投产时序,积极协调推进白鹤滩水电站和金沙江上游水电外送通道建设工作,争取“十三五”期间新增四川送电能力2000万千瓦以上、新增云南送电能力1300万千瓦以上,确保水电送出通道需求。
《通知》称,要加强水火互济的输电通道规划和建设、加强国家电网与南方电网输电通道规划和建设、加快推进龙头水库建设等。
《通知》还称,要完善价格机制,提高水电竞争力。在调整富余水电消纳的价格机制方面,在保证跨省区送受水电一定优先发电计划的基础上,富余水电通过参与受电地区市场竞价扩大外送比例。鼓励四川、云南等省利用富余水电边际成本低的优势,积极开展水电与载能企业专线供电试点,增加本地消纳和外送。同时,要研究完善跨省跨区输配电价机制。国家发展改革委会同国家能源局,指导云南省适时合理调整输配电价结构,降低省内500千伏输电价格;研究完善跨省跨区输电价格形式,采取两部制等方式实现增送电量输电费用下降,增加西南水电在受端地区竞争力。
《通知》还要求建立市场和鼓励政策等长效机制,促进水电消纳。在建立健全市场化消纳机制方面,要按照深化电力体制改革要求,积极发挥北京、广州区域电力交易平台作用,完善市场规则和交易机制,推进跨省跨区水电市场化交易,鼓励开展电力现货市场试点,形成有利于水电优化配置的市场化机制和价格机制;进一步放开发用电计划,推动送受双方通过自主协商、集中竞价等方式开展跨省区市场化交易,研究开展跨省跨区水火发电置换交易,通过合理机制鼓励受电地区减少火电出力,为接纳外来水电腾出空间,促进跨省跨区资源优化配置;进一步完善电力辅助服务补偿机制,鼓励各地积极稳妥建立电力辅助服务市场机制,提高电力企业提供辅助服务的积极性;大力实施电能替代,促进水电消纳。
此外,《通知》还表示,要制定鼓励水电消纳的节能绿色低碳政策,还要优化流域水库群联合调度等。
· 本周聚焦
(一)动力煤价格现回调迹象 后市仍不容掉以轻心
据了解,近几日环渤海动力煤市场价出现小幅回落迹象,部分贸易商报价较月初小幅小降5-10元/吨,5500大卡蒙煤已经有720元/吨的报价。
8月下旬以来,环渤海5500大卡动力煤价格累计涨幅最高曾超过120元/吨,而目前北方地区正陆续进入取暖季,大秦铁路于今天正式启动为期22天的秋季检修,党的十九届一中全会今天落幕,煤价在这个时点开始回落不能说不巧妙。
煤价为何此时开始回落?
按理说进入取暖季后实际需求会增加,而大秦铁路检修则会影响铁路运量,这些都是支撑煤价的因素。煤炭江湖分析认为,煤价回落的主要原因要归结于政策的调整和市场预期的逐步转变。
首先,煤炭去产能政策和优质产能核增政策有所调整。在国庆节后召开的深化推进煤电运直购直销中长期合同座谈会上,相关部门曾表示,“即使列入去产能计划中,所有在生产的煤矿,今年也可以不退出。”据煤炭江湖初步估算,这将使有效煤炭产能相对增加2500万吨/年左右,每月200万吨左右。另外,相关部门还表示,“符合条件核增产能的煤矿,只要申请,减量置换指标不到位的,只要作出承诺,可以先组织验收,先让煤矿按核增的能力生产,以增加煤炭供应。”这意味着,之前进展缓慢的优质煤炭产能核增进程将会有所加快,从而达到增加有效煤炭产能的目的。
其次,相关部门要求煤炭长协提质增量,部分下游用户暂停高价市场煤采购。同样在前面提到的会议上,相关部门曾表示,“要提高中长协的比重,煤炭企业在煤炭供应中要提高中长协的比重,发电企业在煤炭消费中也要提高中长协的比重。”当前,部分库存短期无忧的电厂已经暂停市场煤采购,而且电厂表示至少未来两个月可能都不会采购市场煤。
最后,在政策作用下,部分贸易商市场预期有所转变,风险意识有所提升,率先主动小幅降价出货。
今年以来动力煤价格已经经历了多次波动,无论是4月份开始的回落,还是8月份出现的调整,主要原因很大程度上都是保供应政策导致市场预期转变。但是,煤价经过一段时间调整之后,很快便又重新开始上涨。
当前,社会煤炭库存尚未得到有效积累,冬季用煤高峰也尚未真正到来,铁路运力也相对偏紧,虽然煤价再现回调迹象,但后市仍不容掉以轻心,保供应仍不容放松。
短期保供应应该从两个方面着手。
首先是让进口煤继续保持一定规模。从长期来看,随着国内完成煤炭去产能,煤炭行业实现转型升级,有能力、有条件实现煤炭供应的自给自足。但是,在当前煤炭行业仍处于转型升级过程的情况下,煤炭供应仍然时不时的存在结构性的供求失衡,进口煤对国内市场的补充作用仍然不可忽略。为了避免煤价再度快速上涨,仍需要继续发挥进口煤的补充作用,短期让煤炭进口继续保持一定规模。
其次是加快国内优质煤炭产能投放。当前,国内可增加的有效煤炭产能主要来自于两个方面,一方面是之前核准规模低于建设规模的优质生产煤矿产能的核增,另一方面是前几年未经核准擅自开工建设且已经建成但尚未正式投产的煤炭产能。国庆节后相关部门组织召开的会议上提出,未落实产能置换的优质产能核增矿井,只要做出承诺,可以在验收后先按核增的能力生产。为了增加有效煤炭产能,后期对于部分未落实产能置换指标的已经建成的未核准煤矿也可以采取这种办法。
总而言之,煤价虽然再现回调迹象,后市仍不容掉以轻心,保供应仍不容放松。
(二)中国9月大宗商品“胃口”大增:铁矿石进口创历史新高 煤炭升至三年高位
国9月进口好于预期。大宗商品中,铁矿砂及其精矿进口量创历史新高,未锻轧铜及铜材创3月以来最高,煤炭进口量升至三年来最高水平。
中国海关总署周五公布数据显示,与去年同期比较,主要大宗商品进口量均大幅增长。其中,铁矿石进口量达到10283万吨,创历史新高;煤炭进口量创2014年4月以来最高水平。
此外,未锻压铜及铜材涨幅最高,同比上涨26%,9月进口43万吨亦为3月以来最高水平;成品油的同比涨幅达19%。
除了铜矿砂及精矿同比上涨约6%、钢材上涨9.73%之外,包括铁矿砂、煤、原油、成品油等在内的主要大宗商品同比涨幅达到了10%或以上。
与8月比较,除了成品油和大豆外,铁矿砂、铜矿砂、铜材、煤、钢材、原油均环比增长。
铁矿砂及精矿环比上涨近16%;钢材环比涨幅最高,达到25.25%;未锻压铜及铜材涨幅为10.26%,也位居前列。
此外,原油环比止跌回升,9月进口量环比上涨近9%。
不过,成品油和大豆进口量环比下降。其中,成品油进口量环比由涨转跌,9月环比大跌15.75%;大豆跌幅较8月大幅缩小,9月环比下跌4.02%。
前三季度量价齐升
在前三季度,铁矿砂、原油和天然气等大宗商品进口量价齐升。
我国前三季度进口天然气4838万吨,增加22.3%。此外,铁矿砂8.17亿吨,增加7.1%;原油3.18亿吨,增加12.2%;大豆7145万吨,增加15.5%;成品油2241万吨,增加4.2%。
主要大宗商品中,未锻压铜及铜材1至9月累计进口量减少,为344万吨,同比下降9.4%。
同期,我国进口价格总体上涨10.6%。
其中,铁矿砂进口均价上涨38.4%,原油上涨33%,大豆上涨9.7%,天然气上涨13.9%,成品油上涨27.5%,铜上涨29.2%,煤炭上涨75.4%。
国际大宗商品价格上涨推升出口价格
在今天举行的前三季度进出口情况发布会上,海关总署新闻发言人黄颂平表示,大宗商品价格的上升对中国进口增速有推动作用,中国实体经济改善也助推进口增长。
前三季度,受国际大宗商品价格上涨带动,进口价格总体上涨。
进口价格上涨对进口总值的拉动贡献率达到52.5%。
与此同时,进口价格上涨通过国内生产传导到出口环节,推动出口价格上涨4.8%,对出口总值的拉动贡献率达到41.5%。